2026年5月，国家发改委、国家能源局联合印发《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2026〕688号），这份文件最受关注的突破之一，是首次在国家层面以规范性文件的形式，明确将”园区管委会”和”第三方机构”纳入绿电直连项目主责单位的候选范围。这意味着，绿电直连市场的大门，正在向更广泛的参与者敞开。

但这份文件中还有一条同样重要却被部分市场分析低估的规定：明确排除运营输电业务的公共电网企业担任主责单位。一放一收之间，一个全新的市场格局正在浮现。

一

政策突破：主责单位资格的”开放清单”

688号文对”主责单位”的界定，核心创新在于引入了”谁投资、谁负责、谁受益”的灵活机制。文件第三章明确，多用户绿电直连项目主责单位，可由电源方与负荷方合资组建的项目公司担任，也可由电源方或负荷方中的一方单独投资设立。更值得关注的是，“园区管委会或第三方机构也可担任主责单位”——这一表述在此前的政策文件中从未以如此明确的措辞出现。

所谓”第三方机构”，在政策语境下，是指独立于电源企业和电力用户之外，具备相应专业技术能力和管理经验的市场主体。这为三类主体打开了明确的准入通道：一是具备配电网运营经验的配售电企业；二是提供综合能源服务的平台型公司；三是具有园区或开发区运营管理经验的第三方服务商。

与此同时，文件划出了一条清晰的红线：“运营输电业务的公共电网企业”不得担任主责单位。这一排除条款并非意图将电网企业完全排除在绿电直连之外，而是基于公平竞争的考量——输电网络的天然垄断属性决定了，如果电网企业同时担任项目主责单位，将在信息获取、调度优先权和输配电价定价方面形成难以制衡的竞争优势。事实上，688号文明确保留了电网企业的输电服务商角色，项目需与电网企业签订输电合同，电网仍可收取合理的过网费。

**📌 关键点：**增量配电网运营商和配售电企业不受”电网企业”排除限制，因为他们不经营跨区域的公用输电网络，属于配售电环节的市场化主体。这一区别对待为增量配电网改革与绿电直连的衔接预留了制度空间。

二

三类新玩家的入场路线图

第一类：配售电企业。688号文的排除条款为增量配电网运营商和配售电企业留出了明确空间。目前全国已有超过400个增量配电网试点项目（国家能源局增量配电网改革进展报告数据），这些项目的运营主体天然具备配网运维、用户管理和电力交易的经验。以江苏某增量配电网运营商为例，其在运营的工业园区内已拥有完整的配网资产和用户资源，在688号文出台后，该企业迅速启动绿电直连方案编制，计划整合园区内5家制造企业的绿电需求，对接200公里外的集中式光伏项目。配售电企业的核心竞争力在于”承上启下”——向上整合电源资源，向下聚合负荷需求，降低单一用户的交易门槛和成本。

第二类：综合能源服务商。这类企业的优势在于技术集成和运营管理。绿电直连项目的核心难点，并非物理线路的建设，而是源荷匹配、电力交易、碳资产管理等一系列复杂问题的综合解决方案。这些方案的落地需要底层电力通信与数据采集硬件的支撑——高性能通信管理机和边缘计算网关在数据汇聚、协议转换、实时监测等环节发挥着关键作用。综合能源服务商可以将绿电采购、能耗优化、碳资产管理打包为”一站式”方案，降低用户的参与门槛。以广东某综合能源服务公司为例，其开发的”绿电直连管理平台”已实现小时级发电预测、负荷预测和自动匹配功能，可为中小型用户提供”绿电代购+运行托管”服务。该模式的核心商业逻辑是：通过规模化运营摊薄技术和管理成本，以服务费或绿电价差实现盈利。

第三类：园区管委会。688号文将园区管委会纳入主责单位范围，是一个极具中国特色的制度创新。园区管委会本身就是为园区企业提供公共服务的行政或事业机构，在土地、规划、招商引资方面具有天然优势。但对于大多数园区管委会而言，缺乏电力专业团队是最大的短板。可行的路径是”管委会搭台、专业公司运营”——由园区管委会作为主责单位统筹推进，委托专业的电力服务公司负责日常运维和交易管理。这一模式已在苏州工业园区、上海化学工业区等地的绿色能源项目中有了初步实践。

**⚡ 核心发现：**688号文实质上构建了一个”三层参与架构”——电网企业做输电服务商（收过网费）、主责单位做项目统筹（赚管理收益）、第三方做技术运营（赚服务费）。每一层都有清晰的商业逻辑，关键在于找准定位。

三

商业模式：绿电直连的”钱景”有多大？

从商业角度看，第三方机构参与绿电直连至少有五条清晰的盈利路径：

路径一：项目管理服务费。作为主责单位，第三方机构可向参与项目的新能源发电企业和电力用户收取项目管理费，费率通常为项目总投资的1%-3%。以一个10万千瓦的光伏项目为例，总投资约4亿元，年管理服务费可达400万-1200万元。

路径二：电力交易收益。绿电直连涉及复杂的电力交易和偏差考核管理，第三方可利用专业能力进行发电预测和负荷管理，通过优化交易策略降低偏差考核费用。这笔费用在电力用户侧的节省空间约为电费的2%-5%，第三方可参与分成。

路径三：绿证和碳资产运营。688号文建立的小时级溯源机制，使绿证的精确性和可信度大幅提升。第三方机构可以帮助用户将绿电消费数据转化为绿证和碳减排资产，通过绿证交易和碳资产管理获得收益。按当前国内绿证均价30-50元/个计算，一个年用电5亿千瓦时的工业园区，每年可获得绿证收益约1500万-2500万元。

路径四：数字化平台服务。搭建绿电直连管理平台，为多个项目提供统一的数据采集、计量监测、溯源管理和交易结算服务。平台可采用SaaS模式按月收费，每个项目年费约20万-50万元。以服务50个项目计，年收入可达1000万-2500万元。

路径五：配电网投资运营。对于增量配电网运营商而言，绿电直连项目可带动配电网升级改造投资。按每千瓦配网投资约800-1200元计算，3405万千瓦的已审批项目对应272亿-408亿元的配网投资机会。

盈利路径 目标客户 年收入潜力

项目管理费发电企业/用户400-1200万/项目 电力交易优化电力用户电费2%-5%分成 绿证碳资产运营出口型企业1500-2500万/园区 SaaS平台服务多项目集群1000-2500万（50项目） 配网投资运营增量配电网272-408亿市场总量

四

挑战与破局：第三方机构还需迈过三道坎

机会巨大，但挑战同样不容回避。第三方机构要在绿电直连领域真正站稳脚跟，至少需要解决三个核心问题。

第一道坎：信用门槛。绿电直连项目涉及长期购售电合同（通常15-20年），第三方机构作为主责单位，需要具备足够的信用等级和资产实力，才能让发电企业和用电用户都放心。对于轻资产的第三方平台公司而言，如何建立信用体系是首要课题。可能的解决方案包括引入担保机制、与保险公司合作开发履约保证保险、或与央国企合资成立项目公司。

第二道坎：技术能力。小时级绿电匹配对技术能力提出了极高要求。发电端需要精准的气象预测和功率预测，负荷端需要精细化的用能管理，中间还需要高效的交易决策系统。第三方机构需要建设一支横跨气象、电力、计算机、金融等多学科的复合型团队，或者与技术平台公司建立深度合作。

第三道坎：政策衔接堵点。尽管688号文打开了第三方参与的通道，但在地方执行层面，电力业务许可证（供电类）的取得、与省级电力交易中心的系统对接、跨省跨区交易的落地细则等问题仍需进一步明确。24个已出台配套政策的省份在第三方准入细则上存在差异，第三方机构需要因地制宜制定策略。

**📌 建议：**对于有意入局的第三方机构，建议采取”三步走”策略——第一步，以技术咨询或数字化平台服务切入，建立行业认知和案例积累；第二步，选择1-2个条件成熟的工业园区，以联合体方式参与主责单位竞标；第三步，形成标准化运营体系后，快速复制扩张。目前正是布局的窗口期。

688号文的出台，标志着中国绿电直连从”局部试点”正式进入”制度化的规模化发展”阶段。对于第三方机构而言，这不仅是一个新的业务增长点，更是一个重新定义自身在电力生态中角色的历史性机遇。谁能率先打通技术、信用和政策的堵点，谁就能在绿电直连的万亿市场中占据先发优势。